电力变压器方面的论文

电力变压器方面的论文

1主题内容与适用范围

1.1本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。

对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。

1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。

1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。

1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。

1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。

2引用标准

GB1094.1~1094.5-85电力变压器

GB6451.1~6451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求

GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则

GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范

GB7665-87变压器油

DL/T572-95电力变压器运行规程

DL/T574-95有载分接开关运行维修导则

3检修周期及检修项目

3.1检修周期

3.1.1大修周期

3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。

3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。

3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。

3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施

3.1.2小修周期

3.1.2.1一般每年1次；

3.1.2.2安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。

3.1.3附属装置的检修周期

3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。

3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。

3.1.3.3变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。

3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失 程度随时更换。

3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。

3.1.3.6水冷却器的检修，1~2年进行一次。

3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。

3.2检修项目

3.2.1大修项目

3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；

3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；

3.2.1.3铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；

3.2.1.4油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等；

3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔；

3.2.1.6安全保护装置的检修；

3.2.1.7油保护装置的检修；

3.2.1.8测温装置的校验；

3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；

3.2.1.10无盛磁分接开关和有载分接开关的检修；

3.2.1.11全部密封胶垫的更和组件试漏；

3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；

3.2.1.13变压器油的处理或换油；

3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；

3.2.1.15大修的试验和试运行。

3.2.2小修项目

3.2.2.1处理已发现的缺陷；

3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；

3.2.2.3检修油位计，调整油位；

3.2.2.4检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；

3.2.2.5检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；

3.2.2.6检修油保护装置；

3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；

3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；

3.2.2.9检查接地系统；

3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；

3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；

3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。

3.2.3临时检修项目

可视具体情况确定。

3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进

3.2.4.1油箱机械强度的加强；

3.2.4.2器身内部接地装置改为引并接地；

3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；

3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；

3.2.4.5油位计的改进；

3.2.4.6储油柜加装密封装置；

3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。

4检修前的准备工作

4.1查阅档案了解变压器的运行状况

4.1.1运行中所发现的缺陷和异常(事故)情况，出口短路的次数和情况；

4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；

4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；

4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；

4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；

4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。

4.2编制大修工程技术、组织措施计划

其主要内容如下：

4.2.1人员组织及分工；

4.2.2施工项目及进度表；

4.2.3特殊项目的施工方案；

4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；

4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；

4.2.6绘制必要的施工图。

4.3施工场地要求

4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；

4.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。

5变压器的解体检修与组装

5.1解体检修

5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。

5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。

5.1.3排出全部油并进行处理。

5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。

5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。

5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。

5.2组装

5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。

5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。

5.2.3安装冷却器等附属装置。

5.2.4整体密封试验。

5.2.5注油至规定定的油位线。

5.2.6大修后进行电气和油的试验。

5.3解体检修和组装时的注意事项。

5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。

5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。

5.3.3冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封施)。

5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。

5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。

5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。

5.3.7拆卸无盛磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。

5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。

5.3.9认真做好现场记录工作。

5.4检修中的起重和搬运

5.4.1起重工作及注意事项

5.4.1.1起重 荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号；

5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；

5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；

5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；

5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；

5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；

5.4.1.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；

5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；

5.4.1.9起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；

5.4.1.10当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；

5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；

5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。

5.4.2搬运工作及注意事项

5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。

5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。

5.4.2.3变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。

5.4.2.4利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。

5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。

5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。

5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。

5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。

5.4.2.9采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。

5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。

5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01~0.03MPa，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。

(2005-06-25)

整体组装

6.2.1整体组装前的准备工作和要求

6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。

6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。

6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。

6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。

6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管或高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。

6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。

6.2.1.7准备好合格的变压器油。

6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。

6.2.2组装

6.2.2.1装回钟罩(或器身)；

6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“发装使用说明书”规定进行；

6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按并形尺寸图及技术要求进行定位和密封；

6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；

6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；

6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；

6.2.2.7在装套管前必须检查无盛磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；

6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；

6.2.2.9按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。

6.3排油和注油

6.3.1排油和注油的一般规定

6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。

6.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。

6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。

6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。

6.3.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。

6.3.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀让安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。

6.3.1.7向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。
图1真空注油连接示意图

1-油罐；2，4，9，10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵

6.3.2真空注油

220kV变压器必须进行真空注油，其它奕坟器有条件时也应采用直空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。

通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。

操作方法：

6.3.2.1以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3~1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；

6.3.2.2以3~5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽夫空保持4h以上；

6.3.2.3变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁以下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。

6.3.3胶囊式储油柜的补油

6.3.3.1进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔；

6.3.3.2从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。

6.3.4隔膜式储油柜的补油

6.3.4.1注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除再关闭放气塞；

6.3.4.2由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，经反复调整达到指定油位；

6.3.4.3发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气；

6.3.4.4正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。

6.3.5油位计带有小胶带时储油柜的注油

6.3.5.1变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶带，以便将囊中空气全部排出；

6.3.5.2打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油有内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。

6.4整体密封试验

变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：

6.4.1静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35~110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。

6.4.2充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。

6.5变压器油处理

6.5.1一般要求

6.5.1.1大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定；

6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析；

6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；

6.5.1.4注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定；

6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。

6.5.2压力滤油

6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60℃。

6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。

6.5.2.3启动员滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。 滤油机压力一般为0.25~0.4MPa，最大不超过0.5MPa

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变压器的保护措施分析论文

关于变压器的保护措施分析论文

摘要：文章分析了换流变压器的特点以及超高压直流输电的各种运行工况对换流变压器保护带来的影响。提出了换流变压器保护的总体设计思想。

关键词：换流变压器 保护 分析

0 引言

超高压直流输电由于其特有的优点，越来越广范的得到应用。这些优点包括：不须考虑稳定问题；线路故障恢复能力较强；调节作用利于交流系统的稳定；减少互联交流系统的短路容量；超过一定距离建设投资更经济等。换流变压器是直流输电系统中必不可少的重要设备。它可以提供相位差为30°的12脉波交流电压，降低交流侧谐波电流；作为交流系统和直流系统的电气隔离，提供阀的换相电抗；通过换流变压器可以在较大范围内调节交流电压，以使直流系统运行在最优的状态等。

1 换流变压器的特点

1.1 短路阻抗 直流输电中阀的换相过程实际上就是两相短路，为了将换向过程中的电流限制在一定范围内，换流变压器的短路阻抗要大于一般变压器。短路阻抗过大，会使换流变压器二次侧故障时短路电流较一般变压器小，因此保护配置与整定要在这方面予以考虑。

1.2 直流偏磁 当直流系统在使用大地回线的情况下，在一些运行工况下会有直流电流流入大地，如双极不平衡运行，单极大地回线方式等，使地电位发生变化，造成直流电流流入变压器原边绕组，使换流变压器发生直流偏磁，工作点偏移。如果此直流电流过大，会导致换流变压器铁心饱和，同时损耗和温升也将增加。因此，要配置相应的保护防止这种情况下对换流变压器造成的损坏。

1.3 谐波 由于换流器的非线性，在交流和直流系统中将出现谐波电压和电流。对于换流变压器，主要会流过特征谐波电流，即p*n+1次谐波电流（p为脉波数，n为任意正整数）。在运行中，谐波电流会使换流变压器损耗和温升增加，产生局部过热，发出高频噪声，还会使交流电网中的发电机和电容器过热，对通讯设备产生干扰。这些谐波电流应加以考虑，以免对保护装置造成影响。

1.4 调压分接头 为了使直流系统运行在最优的工况，减少交流系统电压扰动对直流系统的影响，换流变压器都具有较大范围的利用分接头调整电压的功能。例如：三峡到常州工程三峡侧换流变压器档位范围+25/-5，每档调节范围1.25%。因此保护设计时要考虑分接头调整带来的影响，如正常运行时变比的变化等。

1.5 直流系统的特殊运行工况 由于直流控制系统的特殊调节作用，使换流变压器遇到的运行工况以及故障情况不同于普通变压器。这些不同主要包括以下几点：

1.5.1 直流系统的故障相当于换流变压器的区外故障，一般短路电流都不会太大。对于整流侧，穿越换流变的'电流会增大，但由于直流控制保护系统的快速作用，很快会减小。对于逆变侧，直流系统的故障会造成直流电流无法传变至交流侧，反而会使穿越电流减小。

1.5.2 对于换流变压器保护来说，直流系统造成的最严酷的区外故障为整流侧的阀短路故障，相当于换流变出口的两相或三相短路故障。但由于直流保护的干预，实际只会出现半个周波的两相短路。对于逆变侧，由于触发角很大，阀短路时流过换流变压器的电流较整流侧小很多。

1.5.3 换流变压器发生区内故障时，直流系统一般不会提供短路电流。这是由直流控制系统的作用造成的。在整流侧，功率由交流侧转换至直流侧，换流变压器的故障只会造成这种转换的停止，而不会使功率反向，因此直流侧不会提供短路电流；在逆变侧，当故障轻微换相可以正常进行时，由于直流系统的定电流控制特性，直流侧不会提供额外的短路电流。如果故障严重，必然造成换相无法进行（交流电压降低），直流侧更不会提供短路电流。

1.5.4 由于直流控制系统快速的调节作用，在需要的时候，可以快速的将功率传输由一个方向反至另一个方向，对于换流变压器来说，就会出现快速的潮流反向。

1.5.5 换流变压器保护区内发生接地故障时，实际造成了阀的短路。由于阀的单向导电性，故障电流半周电流大，半周电流小，导致差电流中含有较大的二次谐波。

1.5.6 对于逆变侧的换流变压器的区内故障，往往会导致换相失败的发生，从而在穿越电流电流中产生很大的谐波，但差电流（即提供给故障点的电流）仍主要为工频分量。

1.5.7 由于换流变压器的特殊运行方式以及较大的漏抗（作为换相电抗），二次侧故障一般不会造成各侧TA的饱和，即使饱和造成保护的“误动作”也是正确的（换流变的区外即阀的区内故障，都会造成直流的停运）。但对于一个半开关的接线方式，交流系统区外故障时高压侧TA存在饱和的可能。。这种情况下的误动作是不可接受的，必须防止。

1.5.8 在阀未解锁前，当阀侧交流连线存在接地故障时，并不产生接地电流，也不会对变压器造成损害。但如此时不发现故障，阀一解锁后，就会造成阀的短路。因此要设置保护检测这种情况下的接地故障。

2 换流变压器的保护措施

2.1 保护的配置原则 为了保证既可靠又安全，在既简单又经济的情况下，可以这样配置换流变压器保护：每台换流变压器保护装设两台保护装置，每台保护装置的电源、输入独立，每台装置的输出都可以到达断路器的两个跳闸线圈以及直流控制的两个系统。每台装置采取措施防止自身误动作，而靠两装置的或出口防止故障情况下的拒动作。 2.2 保护的配置及原理 为了避免换流站特有的谐波对保护的影响，保护装置应从硬件和软件上采取措施，使保护只针对工频分量。

主保护包括稳态比率差动、差动速断、工频变化量比率差动、零序比率差动、过激磁保护。后备保护包括过流、零序过流、过电压、零序过压、饱和保护。

2.2.1 稳态比率差动保护 由于变比和联接组的不同，电力变压器在运行时，各侧电流大小及相位也不同。在构成继电器前必须消除这些影响。换流变压器的TA一般装在各侧绕组上，因此原、副边绕组电流相位相同，因此只需要对变比的影响进行补偿。以下的叙述的前提均为已消除了变压器各侧幅值和相位的差异。

稳态比例差动保护用来区分感受到的差流是由于内部故障还是不平衡输出（特别是外部故障时）引起。装置采用初始带制动的变斜率比率制动特性，稳态比率差动元件由低值比率差动（灵敏）和高值比率差动（不灵敏）两个元件构成。为了保证区内故障的快速切除，只有低值比率差动元件（灵敏）设有TA饱和判据，高值比率差动元件（不灵敏）不设TA饱和判据。

对于换流变压器分接头调整造成的差动电流不平衡，可用三种方法来解决：一是通过整定值躲开；二是利用浮动门槛自适应调整；三是利用分接头位置来调整。方法一、二简单实用，三实现起来复杂。

2.2.2 工频变化量比率差动保护 装置中依次按相判别，当满足 一定条件时，工频变化量比率差动动作。工频变化量比率差动保护经过涌流判别元件、过激磁闭锁元件闭锁后出口。

由于工频变化量比率差动的制动系数可取较高的数值，其本身的特性抗区外故障时TA的暂态和稳态饱和能力较强。工频变化量比率差动元件提高了装置在变压器正常运行时内部发生轻微匝间故障的灵敏度。且工频变化量比率差动保护不会受换流变压器分接头调整造成的差动电流不平衡的影响。

2.2.3 后备保护 后备保护包括过流、零序过流、过电压、零序过压、饱和保护。

3 小结

分析换流变压器与交流系统的主变压器比较所具有特点，阐述了这些特点以及直流输电的各种特殊运行工况对换流变压器保护带来的影响，并提出了相应的保护方案。

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摘 要
电力变压器是电力系统中不可缺少的重要设备，他的故障给供电可靠性和系统的正常运行带来严重的后果，同时大容量变压器也是非常贵重的元件，因此，必须根据变压器的容量和重要程度装设性能良好的、动作可靠的保护元件。
本文是笔者在阅读了大量专业资料、咨询了很多的专家和老师的前提下，按照指导老师所给的原始资料，通过系统的原理分析、精确的整定计算。做出的一套电力变压器保护方案。
本文语言简练、逻辑严密、内容夯实。可作为从事电气工程技术人员的参考资料。

关键词 电力系统故障，变压器，继电保护，整定计算
目 录
摘 要………………………Ⅰ
ABSTRACT………………Ⅱ

1 绪论1
1.1 课题背景…………………………1
1.1.1设计题目………………………1
1.1.2毕业设计原始资料……………1
1.1.3 待保护变压器的在系统中的连接情况……………………1
1.1.4设计任务…………………1
1.2继电保护的综述 ……2
1.2.1电力系统的故障和不正常运行状态及引起的后果………2
1.2.2 继电保护的任务……………2
1.2.3 继电保护装置的组成………3
1.2.4 继电保护的基本要求……3
1．3 电力变压器故障概况…………6
1．4继电保护发展………………7
1.4.1计算机化……………………7
1．4．2网络化…………………………8
1.4.3保护、控制、测量、数据通信一体…………………………9
1．4．4智能化…………………………9
2 短路电流实用计算 ………………11
2.1 短路电流计算的规程和步骤 11
2.1.1 短路电流计算的一般规定…11
2.1.2 计算步骤 …………………12
2.2 三相短路电流的计算…………12
2.2.1 等值网络的绘制…………12
2.2.2 化简等值网络……………12
2.2.3 三相短路电流周期分量任意时刻值的计算……………13
2.2.4 三相短路电流的冲击值…14
3 电力变压器保护原理分析…15
3.1 瓦斯保护原理…………15
3.2 变压器纵差动保护………16
3.2.1 构成变压器纵差动保护的基本原则……………………16
3.2.2 不平衡电流产生的原因和消除方法……………………16
3.3 电流速断保护原理…………20
3.3.1电流速断保护的整定计算20
3.3.2 躲过励磁涌流……………21
3.3.3 灵敏度的校验……………21
3.4 过电流保护的原理……………21
3.4.1过电流保护…………………21
3.4.2 复合电压起动的过电流保护……………………………22
3.4.3负序电流和单相式低压过电流保护……………………24
3.5零序过电流保护原理………24
3.5.1中性点直接接地变压器的零序电流保护………………25
3.5.2中性点可能接地或不接地变压器的保护………………26
3.6 过负荷保护原理 ……………28
3.7 过励磁保护原理……………29
3．8微机保护原理 ……………………29
3.8.1 微机保护概况……………30
3.8.2 变压器的微机保护配置…30
4 保护配置与整定计算…31
4.1电力变压器的保护配置…31
4．2 保护参数分析与方案确定………33
4.2.1 保护方案……33
4.2.2 保护设备配置选择……34
4.3 接线配置图…………………35
4.4 整定计算……………………36
4.4.1 带时限的过电流保护整定计算…………………………36
4.4.2 电流速断保护整定计算 36
4.4.3 单相低压侧装设低压侧接地保护………………………37
4.4.4过负荷保护………………38
4.5保护配置动作实现……………38
结论…39
参考文献……………………40
附录A：接线配置图…………………41

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试验变压器的电力设备预防性试验规范与选型要求

预防性试验是电力设备运行和维护工作中一个重要环节，是保证电力设备安全运行的有效手段之一。多年来，电力部门和大型工矿企业的高压电力设备基本上都是按照原电力部颁发的《电力设备预防性试验规程》(以下简称《规程》)的要求进行试验的，对及时发现、诊断设备缺陷起到重要作用。

　　1996年原电力部对《规程》近行了修订，修订后的电力行业标准DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》已于1997年正式颁发实施。

　　《规程》修订沿革

　　《规程》自50年代至今40年中，先后共进行过5次修订，技术比较成熟。前两个版本在内容和格式方面比较“苏联化”，1985年和1996年版开始逐步“中国化”了。

　　《规程》内容广泛，实际上有的内容已经超出预防性试验的范围，就其性质来说，属运行维护范畴。因此有人曾建议名称改用“电力设备维护试验规程”。这里的“维护”一词包含了预防性维护、预知性维护和消缺性维护，与《规程》的实际内容比较相符，但考虑到习惯上对“维护”一词理解较窄．而"预防性试验”又用惯了,最后仍沿用老名称。

　　《规程》内容概要

　　《规程》分章规定了各种常用电力设备的试验项目、试验周期和技术要求。这些试验项目综合了近代基本诊断技术。按专业来说，分属于电气、化学、机械等技术领域，其中大部分是电气试验项目。

　　按试验性质来说，试验项目可分为4类。

　　1．定期试验即预防性试验。这是为了及时发现设备潜在的缺陷或隐患，每隔一定时间对设备定期进行的试验。例如油中溶解气体色谱分析、绕组直流电阻、绝缘电阻、介质损耗因数、直流泄漏、直流耐压、交流耐压、绝缘油试验等。

　　2．大修试验指大修时或大修后做的检查试验项目。除定期试验项目外，还需作：穿心螺栓绝缘电阻、局部放电、油箱密封试验、断路器分合闸时间和速度、电动机间隙等试验．其中有些是纯属于机械方面的检查项目。

　　3．查明故障试验指定期试验或大修试验时,发现试验结果有疑问或异常，需要进一步查明故障或确定故障位置时进行的一些试验，或称诊断试验。这是在“必要时”才进行的试验项目。例如：空载电流、短路阻抗、绕组频率响应、振动、绝缘油含水量和油介损、压力释放器、氧化锌避雷器工频参考电压试验等。

　　4．预知性试验这是为了鉴定设备绝缘的寿命，搞清被试设备的绝缘是否还能继续使用一段时间，或者是否需要在近期安排更换而进行的试例如：发电机或调相机定子绕组绝缘老化鉴定、变压器绝缘纸(板)聚合度、油中糠醛含量试验等。

　　由上述可见、《规程》所列的不少试验项目，确已超出定期预防性试验的范围。

　　试验项目、周期的确定和技术要求的由来

　　各类设备(如变压器、电容器、SF6开关设备、支持绝缘子等)的试验项目和试验周期，由设备运行的可靠性和安全情况，决定是否需要增减或修改。

　　技术要求的来源和依据，大体上可归纳成两类：

　　1．由电力系统绝缘配合设计出发制定交流耐压试验电压标准；

　　2．不少技术要求是由试验经验的积累，经统计分析确定，并经多年实践．逐步修改、完善的(如介损、泄漏电流、吸收比等的技术要求)。

　　试验结果的分析和判断

　　《规程》着重指出，对试验结果应进行综合分析和判断。也就是一般应进行下列三步：第一步应与历年各次试验结果比较；第二步与同类型设备试验结果比较；第三步对照《规程》技术要求和其他相关试验结果，进行综合分析，特别注意看出缺陷发展趋势，作出判断。

　　综合分析、判断有时有一定复杂性和难度，而不是单纯地、教条地逐项对照技术要求(技术标准)。特别当试验结果接近技术要求限值时(尚未超标)，更应考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及甚至要考虑操作人员的技术素质等因素。综合分析、判断的准确与否．在很大程度上决定于判断者的工作经验、理论水平、分析能力和对被试设备的结构特点，采用的试验方法、测量仪器及测量人员的素质等的了解程度。

　　根据综合分析，一般可对设备作出判断结论：合格、不合格或对设备有怀疑。对不合格的，应及时进行检修。为了能做到有重点地或加速处理缺陷，应根据设备结构特点，尽量做部件的分节试验，以进一步查明缺陷的部位或范围。对有怀疑或异常、一时不易确定是否合格的设备．应采用缩短试验周期的措施，或在良好天气下、或在温度较高时进行复测，来监视设备可疑缺陷的变化趋势，或验证过去测量的准确性。

　　近十多年来国内外的进展

　　近十多年来我国电力设备预防性试验工作，在试验方法、试验项目和试验仪器等方面有了不少进展。现分别举例叙述如下：

　　1．基本绝缘试验项目

　　传统的基本绝缘试验项目，如绝缘电阻、直流泄漏电流、介损、直流耐压和交流耐压试验等试验方法基本不变，仅有少数改进：

　　(1)绝缘电阻试验项目中，发现变压器吸收比试验不够完善，不少新出厂或检修烘燥后容量较大的变压器，绝缘电阻绝对值较高，但吸收比(R60"/R15")偏小，疑为不合格。经研究后采用国际上广泛采用的极化指数试验(R600"/R60")后，就易于作出明确判断，因此《规程》中增列了极化指数的试验项目。

　　从介质理论来分析，吸收比试验时间短(仅60s)，复合介质中的极化过程刚处于开始阶段，远没有形成基本格局，尚不能全面反映绝缘的真实面貌，故吸收比结果不够准确；极化指数试验时问为600s(10min)，介质极化过程虽末完成，但已初步接近基本格局，故能较准确地反映绝缘受潮情况。从技术发展历史来看，工业发达国家从40年代至今都一直采用极化指数试验，不 采用吸收比试验。

　　(2)改进在电场干扰下测量设备介损时的抗干扰方法。如采用电子移相抵消法和异频法等新方法，且操作方便，提高了工作效率，但另一种采用电源倒向和自动计算的方法在干扰较大时，误差仍较大。

　　(3)6—35kV中压橡塑绝缘电力电缆(指聚氯乙烯绝缘、交联聚乙烯绝缘和乙丙橡胶绝缘电缆)，取消了投运后的直流耐压试验项目，代之以测量外护套和内衬层的绝缘电阻。

　　这是因为高幅值直流电压在宏观上会降低橡塑电缆绝缘寿命，不少直流耐压试验合格的橡塑电缆在运行中发生击穿事故，这已在理论和国内外的运行实践中证实。但对于35kV及以下纸绝缘电缆，多年经验表明，直流耐压试验仍是行之有效的预防性试验项目，能发现许多消在缺陷，故还应继续执行。

　　(4)交流耐压试验中，对大容量试品(如SF6组合电器、大型发电机等)采用工频串联谐振方法的日渐增多。

　　(5)总结数十年的经验表明，电力变压器的定期试验项目首先应是油中溶解气体的色谱分析。绝大部分的变压器缺陷都是从色谱分析发现的。这次修订《规程》时，把色谱分析列为电力变压器的首位试验项目。

　　2．大修和查明故障试验项目

　　在这方面先后增加了一些试验项目，举例如下：

　　(1)35kV固体环氧树脂绝缘的电流互感器增做局部放电试验；

　　(2)220kV及以上电力变压器大修后，做局部放电试验；

　　(3)电力变压器出口短路后，做变压器绕组频率响应试验，以检测绕组是否变形；

　　(4)在需要时做变压器油中含水量、油中含糠醛量和绝缘纸板聚合度试验,后两项试验的目的在于决定是否需要更换绝缘；

　　(5)氧化锌避雷器如果直流电压试验或交流阻性电流测试不合格，应做交流工频参考电压试验，以作出进一步判断。

　　3．测量仪器和试验设备的改进

　　这些年来国内生产的测量仪器和试验设备有了较多的改进，有的逐步走向数字化、微机操作化、自动化或半自动化，提高了测量精度和工作效率，促使应用了数十年的老仪器逐步更新换代。例如：

　　(1)出现了数字兆欧表，能自动计时，并能显示吸收比值和极化指数值，兼有自动放电功能。

　　(2)高压直流电压试验设备更趋完善。功率和电压等级均有提高，采用数字式和指针式并用表计，读数方便、准确、易于判别。

　　(3)出现了多种新颖的绝缘介损失角测试仪(有新式的M型试验电路和测量电压、电流相角差的电路多种)。大多用微机控制或自动计算，数字显示。抗干扰性能也有显著改进，提高了测量精度和工作简捷性，促使QS1高压电桥逐步淘汰。

　　(4)广泛使用新式数字式交直流高压分压器，使现场能方便地直接测量高压侧电压，能直接显示“交流电压峰值/√-2”的数值或有效值。

　　(5)生产了多种供大容量试品交流耐压试验用的串联谐振试验装置。

　　(6)测量大型电力变压器绕组直流电阻的仪器，解决了五柱式三角绕组的测量问题，采用微机控制，提高了稳流性能，显著缩短了测量时间。

　　(7)新开发的有载分接开关特性测试仪和高压开关测试仪，采用数字存储电子示波器的原理，显示波形和测量值，并打印出来，成为成套专用仪器。

　　(8)国产的电力 变压器绕组变形测试仪，性能较好。

　　(9) 氧化锌避雷器自动测试仪、 变压器变比和接线组别自动测试仪、 接触电阻测量仪、 绝缘油介质强度自动测试器等，都有了改进。

　　几个工业发达国家电力公司的预防性试验工作，从整体上来看，试验项目较少，有的试验周期较长。关于绝缘方面的基本试验与我国相似，这些项目一般都由电力公司自己做。一些查明故障用的特殊试验项目(如局部放电定位、绕组变形试验等)，则委托专业试验单位或制造厂做。

　　国外采用的试验方法和项目，有的与我国习惯做法不尽相同，例 如他们习惯于对氧化锌和普阀式(碳化硅)避雷器做介质损耗测量。实际上是对氧化锌避雷器测量5～10KV交流电压下阻性电流的损耗。此法应用得很广泛。而 我国习惯于做直流电导电流1mA下电压试验。国外有的对避雷器做局部放电试验，或测量无线电干扰，发现了不少缺陷。有的对有间隙的避雷器做冲击放电电压试验。对大型电动机，广泛做直流泄漏和直流耐压试验，而不做交流耐压试验等。

　　国外电流公司试验班组在基本试验项目方面采用的试验仪器与我国相似，但工业发达国家的仪器和试验设备的先进性和微机化、自动化方面则优于我国，相应的测量精度也高些，有的还配备红外照相机、携带式通讯设备、笔记本电脑(有的附有分析、诊断试验数据用的"专家系统")、手提电话、传真附件和打印机等，能将重要的试验结果和发现的问题在现场向上级汇报，请求指示。

　　国外试验班组一般都有专用的试验用汽车。部分较重的试验设备，如交、直流耐压试验设备、介损仪、电缆故障测寻设备等固定在车上，不用搬上搬下。用轻便的高压铜轴电缆引向被试设备。

　　纵观国内外电力部门预防性试验工作的进展过程，从试验项目和试验周期来看，凡是一个国家生产的电力设备产品质量较好的，运行中注意维护，运行可靠性较高的，这个国家规定的试验项目就较少，试验周期也较长，有的甚至对某些设备不做试验。

　　目前我国电力设备质量和运行维护水平正处于逐步提高的过程，新颁发实施的DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》中，已经适当精简了部分试验项目，有的设备的试验周期也有所延长，但试验项目还是偏多的，周期也较短，有待于进一步提高。

　　在电气设备上工作，除少数是在设备运行中带电进行者外，一般要在设备停电状态下进行，而且还要对停电的设备采取验电、挂地线等保证人身安全的技术措施。在停电的电气设备进行电气试验，特别是进行高压电气试验工作，除了切断设备一切可能来电的电源外，还要用试验电源给被试设备加压，使设备产生高电压，以达到试验的目的。由于给被试设备加压前后要频繁拆接线；对有较大电容的设备或有静电感应的被试设备试后还要进行放电或接地；被试设备加压一般要高于运行电压的几倍，而且试验用助导线多是裸露的；试验工作因其他班组往往是同时作业或交义作业等特点，高压电气试验工作较一般的电气设备维修正作更具有危险性，因此，既要求试验人员认真执行《电业安全工作规程》发电厂和变电所电气部分有关保证人身安全的技术措施和组织措施还要执行电气试验工作的有关安全规定，防止试验中发生高压触电事故，保证试验人员和有关工作人员的安全。高压电气试验工作应遵守下列主要安全注意事项：

　　一、 试验人员必须胜任工作，试验工作人员不得少于二人，并应有试验负责人，制定和执行安全措施

　　高压试验工作人员必须清楚试验目的、方法(包括熟悉试验仪表的性能、使用方法等)和应采取的安全措施。工作前，负责人应对全体试验人员详细布置试验工作中的安全注意事项带电测试应根据现场情况制定安全措施，重要的特殊性试验、研究性试验和在运行系统进行试验，必须有试验方案，并经有关领导批准后方可进行。这样，使试验工作能在有组织、有领导、有安全措施，而且在层层有人把关情况下安全进行。不这样做，特别是安全措施得不到落实，就要发生事故。

　　如：某供电所电气试验室技术员做开关的介质损失角试验时，把正使用的试验接线同不用的导线混杂在一起，而且还边加压，边清理，以致，触及已加压到3千伏的导线头上，触电死亡。

　　二、弄清工作范围，把被试设备与其他设备明显隔开，并有人监护

　　设备停电进行高压电气试验工作，应执行工作票制度，同运行人员履行工作许可手续，弄清停电工作范围，并按《电业安全工作规程》发电厂和变电所电气部分的规定，在试验现场装设遮栏或围栏，栏上向外悬挂“止步！高压危险”标示牌，有人监护。被试设备两端不在同一地点时，另一端也应有人看守。其目的就是为了不致搞错停电工作范围。但从发生的事故中，有的是不设置遮栏或围栏，不设监护人，也有的是围栏末起到作用。现举例如下：某变电站由高压试验班进行35千伏的312开关介质损失角试验。由于工作围栏不能区分停电、带电设备，一名试验工从开关上下来以后，再上开关时，无人监护，未弄清楚被试设备，误登上临近运行中的312开关，触电死亡。

　　三、 要坚持试验前复查接线的制度

　　试验工作中接线拆接频繁，认真执行试验前复查结线制度，可以提前纠正错误结线，避免由于错接线而发生的事故。因此，试验前复查结线是试验工作的一项基本制度，也是防止试验工作触电事故，保证人身安全的一条有效措施，对这项制度既要求认真执行，更要求能坚持下去，应该对低级工、实习人员的结线复查，有所侧重，对高级工或简单结线也不能有所放松，否则达不到复查结线的目的。

　　如：某电厂在高压试验室内用100千伏高压试压机做6千伏瓷瓶的耐压试验。试验前，未详细检查升压器的连接线，就接上被试瓷瓶的接线，当加压到42千伏时，才发现升压器高压出口瓷瓶上还接着一条塑料导线，直通到110千伏变电站内，约50多米，立即停下试验，把这条线拆除。这条线原来是十多天前试验110千伏开关后遗留末拆除者，而且就拴在变电站架构上，临近架构处就有十多名施工人员在工作，幸亏加压时，这些工人未靠近或碰及导线。

　　四、试验工作时，应站在绝缘垫上或穿绝缘鞋进行，这是防止触电事故或减轻伤害程度的一项安全措施

　　如：某供电局修配厂试验工人校验MД—16电桥时，只断开电桥的开关，未拉开电源刀闸，当翻动电桥时，右手碰到电桥的电源端的带电部分上，由于电桥有接地，工作人员脚下垫了绝缘垫，自己脱离了电源，仅造成从右手无名指到左手掌的通电回路触电烧伤。

　　五、加压试验前，必须通知有关人员离开被试设备或退出现场后才能进行

　　高压电气试验工作，经常和其他维修班组同时进行．或交义进行，所以加压前，必须通知这些工作班组离开被试设备或退出现场，以便使被试设备在无人工作状态下进行，达到保证人员安全的目的。这些做法是不容忽视的，否则会造成严重后果。

　　如：某变电站变压器检修、试验工作中，变压器加压试验前末通知有关班组的工作人员，以致一名维护工人认为设备无电，先后两次登上变压器工作，正当加压时，这名工人再次攀登变压器时，幸亏被发现，避免了触电事故。

　　六、对有电容或有电感应的被试设备试验前后必须充分放电或接地

　　被试的大电容设备如：母线、电缆、电容器等及有静电感应的设备停电后，以及高压直流试验完成后，都必须进行充分放电或接地，证明被试设备确无电荷，才能工作。由于这些设备的残压或感应电压高，放电时须使用绝缘棒，也可以防止误碰到运行中的带电设备上。有的单位不注意放电或接地，而生了触电事故。

　　如：某电厂高压试验室技术员进行6千伏电缆的直流30千伏、时间5分钟的耐压试验工作。准备试验的5条相邻的电缆两端编号顺序实际上颠倒的，留有隐患，如一端编号是l，而另一端却是5，一直末被觉察。当初试验一条电缆完了，断开试验电源后，未进行放电前,手触从编号看不是被试电缆，而实际却是刚刚试后的，残压为25 千伏的电缆头上，以致被残留电荷电死。

　　七、加压试验工作的拉、合闸，必须相互呼应，正确传达口令

　　加压试验工作的拉、合闸操作比较频繁，如果凭主观臆断或只看表计而不听口令，或未相互呼应，正确传达口令，就可能发生触电事故。

　　如：某供电局修配厂试验班进行变压无载试验时，试验电源操作人认为已经接好线，未通知设备上的倒线人，即合上试验闸，当倒线人发现接线松动，去动接线时触电。

　　八、加压试验倒换接线时，调压器必须退至零位，拉开试验电源刀闸后才能进行

　　加压试验工作正常倒换接线时都必须把调压器调至零位，切断试验电源，但是在查找加压后发生的问题，发现接线不牢或错接线及试验电源既有总刀闸，又有分刀闸时，有的试验人员则有所忽略而发生事故。

　　如：某供电局变电施工队在某变电站升压器做开关的交流耐压试验时，发现试验数据有问题，在查找原因中,末将升压器调至零位，也末切断试验电源。当发现是升压器极性接反的错误后，准备改变极性时，试验人员触及加压至50千伏的带电部分，幸亏自己脱离开电源，仅烧伤双手，未造成严重后果。